PSS与SVC对电力系统暂态稳定性的影响

1、0 目录 第一章 课程设计要求 . 1 1.1 原始数据 . 1 1.2. 工作要求 . 1 第二章 PSS及 SVC 的简介 . 2 2.1. . 电力系统稳定器 PSS . 2 2.1.1PSS 基本原理 . 2 2.1.2AVR 及 PSS模型框图 . 4 2.2 静止无功补偿装置 SVC . 5 2.2.1 具有饱和电抗器的无功补偿装置 (SR ) . 5 2.2.2 静态无功补偿 (FC) . 6 2.2.3 晶闸管控制电抗器 (TCR) . 6 2.2.4 晶闸管投切电容器 (TSC) . 6 第三章 Matlab/simulink 仿真及仿真波形分析 . 8 3.1 仿真系统图

2、. 错误!未定义书签。 3.2 PSS 对系统稳定性的影响 . 9 3.3 SVC 对系统稳定性的影响 . 18 3.3.1 无 SVC . 18 3.3.2 有 SVC . 20 3.4 SVC 安装位置对系统稳定性的影响 . 23 总结 . 24 1 参考资料 . 24 第一章课程设计要求 1.1原始数据 如图所示双机系统中，容量为 1000MVA 的 1 号水电厂经升压变，通过一条 500KV , 700km 的长距离输电线路给一地区负荷供电，其最大负荷为 5000MW。此外，该地区负荷还同时 由当地容量为 5000MVA 的 2 号水电厂给其供电。 两个水电厂机组均装设了电力系统稳定器

3、 PSS,同时，输电线路上还并联补偿了一个 200Mvar 的静止无功补偿器 SVC。 1.2. 工作要求 在 Matlab/simulink 中进行系统建模仿真，通过在输电线路首端设置短路故障点，模拟 单相接地短路故障、 两相接地短路故障以及三相接地短路故障时， PSS 和 SVC 对该系统暂 态稳定性的影响。要求得出相应的仿真波形，并且做出详细的仿真分析。 （1） SVC 未投入运行时，发生以上各类短路故障时， PSS 对系统稳定性的影响。可得出转 子角偏移量、发电机转速、发电机端电压的波形说明问题。 （2） 两台机组的 PSS 都投入运行时，发生以上各类短路故障时，SVC 对系统稳定性的

4、影响。 可得出各母线电压、 线路输送功率、SVC 母线电压、SVC 补偿的无功功率的波形说明问题。 （3） SVC 安装位置的不同对系统稳定性的影响。 （输电线路电气中点及末端）2 第二章 PSS 及 SVC 的简介 2.1. 电力系统稳定器PSS 随着电力系统规模的不断扩大， 以及自并励等快速微机励磁系统的广泛应用， 动态稳定 问题（低频振荡问题）已成为影响电网系统安全、稳定、经济运行的最重要的因素之一。研 究表明，在互联的电力系统中一般都存在两种振荡模式，即地区性振荡模式（ 0.52.0HZ） 和区域间振荡模式 （0.10.5HZ）。要解决属于地区性振荡模式的弱阻尼或负阻尼低频振荡 问题，

5、可以通过在一个或少数几个电厂配置电力系统稳定器来完成； 要解决属于区域间振荡 模式的弱阻尼或负阻尼低频振荡问题，仅靠在一个或少数几个发电厂配置 PSS 是不够的，需 要在一大批与该振荡模相关的发电机上配置电力系统稳定器（ PSS），才能有效地解决区域 间振荡模式的弱阻尼或负阻尼低频振荡问题，保证连网系统的安全、稳定、经济运行。 电力系统稳定器（PSS）作为励磁调节器的一种附加功能，能够有效地增强系统阻尼，抑 制系统低频振荡的发生，提高电力系统的稳定性，目前在大多发电机的励磁系统上已得到广 泛的应用，成为现代励磁调节器不可缺少的功能之一。 2.1.1PSS 基本原理 单机无穷大母线系统图如图 U

6、t Uc _ Xe 2.1 所3 图 2.1 单机无穷大系统图 图 2.2 单机无穷大系统小信号模型 4 Uc(Xd -Xd)sin、0 K4 厂 X d Xe I UcUtdoXq cos UcUtqoX d sin K 5 Ut0(Xq Xe) Uto(Xd Xe) 式中，Xd、Xq、X d分别为发电机纵轴电抗、横轴电抗、纵轴暂态电抗； Xe 为线路电抗； Uto、UC分别为发电机端电压和无限大母线电压 当发电机在重负荷下运行受到干扰时，转子角将产生增量变化 ,但是由于励磁系 统提供的励磁电势增量 Eq 滞后使 有进一步变化的趋势，助长了负阻尼。即 如下式所示： AUt=K5AS +sKk

7、 盼 当发电机在重负荷下运行时 K5V 0，则AUt与A反相。如果励磁系统为简单的比例式 调节器，增益为 Ke,时间常数为 Te,则 如图 2.3 所示，在 3平面上， 和转子速度变化同相的力矩是正阻尼力矩， 反相 的是负阻尼力矩，和角度变化同相的力矩是正同步力矩， 反相的为负同步力矩。在电力系统 中并联运行的同步发电机， 它稳定运行的必要条件是具有正的阻尼力矩系数和正的同步力矩 系数。当阻尼力矩系数为负时，将会因出现自发增幅振荡而最终失去稳定， 而当同步力矩系 数为负时，发电机将出现爬行失步。 PSS 的功能是要提供一个正的阻尼力矩分量以补偿 AVR 所产生负阻尼，从而提高系统 的动态稳定性

8、。要实现 PSS 功能的基本原理是要生成一个与转子转速同相的信号。由于功 率增量产生转子加速度，所以与电功率相关联的任何量，包括A3、A、 Pe、A P、A f 等都可以作为 PSS 的输入信号。由于励磁系统具有滞后特性，故用超前、滞后补偿环节来 补偿角度。从 PSS 模型框图来看，PSS 由信号输入，信号测量，隔直，超前滞后，比例放 大，输出限幅几个环节单元组成。 如下图所示，图 a 为 AVR 产生负阻尼时，各相量之间的关系图， 图 b 为加入 PSS 后, PSS 产生如果忽略线路电阻，那么 KiK6可以简化成如下公式: Ki EqoU c i qoU c cos 0 厂 Xq Xe X

9、d Xe Xq -Xd sin、0 K2 Xq Xe Xd Xe K3 Xd Xe Xd Xe K6 U tq0 X e Ut0 Xd Xe =Efd 1 TeS 5 正阻尼，各相量之间的关系图。6 图 2.3 AVR 及 PSS 产生的阻尼力矩 2.1.2AVR 及 PSSg 型框图 GER3000 励磁调节器的 PSS 模型框图采用的是 PSS2A 模型形式，为满足现场需要， 经 过适当调整参数，不需要修改程序，也可以将 PSS2A 模型简化为 PSS1A 模型使用。PSS2A 模型输入信号为：转速和功率。 PSS2A 模型的实现方式是：用转速作为输入以产生等值的 机械功率信号，使总信号对

10、机械功率的变化不敏感； 在系统振荡的频率范围内，PSS 起电气 功率输入稳定器的作用 w (a)AVR 产生负阻尼 w 7 注：通过适当整定参数，可以将上图中虚框内的模型简化为以下模型: 注：I T T T T T T M K PI，K S2，K S3，K SI 放大倍数 6，T 7惯性时间常数 W1，T W2，TW3，T W4隔直时间常数 S1，TS2一阶超前滞后时间常数 S3，TS4两阶超前滞后时间常数 S5，TS6三阶超前滞后时间常数 8，T9高频滤波器时间常数 ，N高频滤波器指数 8 2.2静止无功补偿装置SVC SVC( Static Var Compe nsator ) - 静止无

11、功补偿器，其静止是相对于发电机、调相 机等旋转设备而言的。 它可快速改变其发出的无功， 具有较强的无功调节能力， 可为电力系 统提供动态无功电源、调节系统电压，当系统电压较低、 重负荷时能输出容性无功；当系统 电压较高、轻负荷时能输出感性无功，将供电电压补偿到一个合理水平。 SVCB过动态调节 无功出力，抑制波动冲击负荷运行时引起的母线电压变化， 有利于暂态电压恢复， 提高系统 电压稳定水平。 随着电力电子技术的发展及其在电力系统中的应用， 近年发展起来的静止型无功补偿装 置(Static Var Compensator) 是一种快速调节无功功率的装置 ，主要有固定电容器组 (FC: Fixe

12、Capactor)、晶闸管控制电抗器(TCRThyristor Co ntrolReactor )、晶闸管投切电容器 (TSC:ThyristorSwitchCapacitor) ，用静止无功补偿器恰当地供给和控制输电网络的无功 伏安有以下明显的经济和技术效果； (1)产生和吸收无功伏安的建设费很少 ;(2)输电系统的 损耗最小;(3)发电站的利用最佳可推迟扩建工程;(4)系统的运行稳定度提高;(5)能维持适 当的供电质量;(6)能控制系统的过电压。因此，目前这一新技术引起了世界各国输电工程师 的极大兴趣正在不断发展完善中4。 2.2.1 具有饱和电抗器的无功补偿装置(SR ) 饱和电抗器分为

13、自饱和电抗器和可控饱和电抗器两种 ，相应的无功补偿装置也就分为 两种。具有自饱和电抗器的无功补偿装置是依靠电抗器自身固有的能力来稳定电压 ，它利用 铁心的饱和特性来控制发出或吸收无功功率的大小。 可控饱和电抗器通过改变控制绕组中的 工作电流来控制铁心的饱和程度，从而改变工作绕组的感抗，进一步控制无功电流的大小。 这类装置组成的静止无功补偿装置属于第一批静止补偿器。 早在 1967 年，这种装置就在英 国制成 , 后来美国通用电气公司 (GE) 也制成了这样的静止无功补偿 U(t) 图 2.4 TCR 原理图 图 2.5 TSC 原理图 9 2.2.2 静态无功补偿 (FC) 静态无功补偿 (F

14、C) 的功能是提高功率因数及滤除谐波，由于 FC 的补偿容量是固定的， 一般适合负荷相对比较稳定的场合， 对于负荷波动比较大的场合， 补偿效果就很不理想。 由 于其补偿的无功容量设计是根据计算的平均负荷大小而确定的，在负荷较小时，造成过补， 大量无功倒送， 电业部门对无功的计量是 “反转正计”所以过补造成功率因数降低；在负荷 较重时，补偿容量又不够 功率因数同样不能满足要求。目前国内，由于 FC 的设计容量往 往偏大，造成 FC 不能投运或只部分投运的情况不少。由于 FC 的补偿容量固定，当系统无 功变化时，不能跟随调节，所以 FC 不能克服电压波动。 由于 FC 的滤波通道是按系统谐波电 流

15、发生量设置的， 当不能全部投入时， 必然切去其中某次滤波通道， 对于切去的滤波通道相 对应的谐波电流不能很好的滤除， 达不到谐波治理的要求， 而且频繁的投切滤波器容易形成 系统振荡。 投切滤波支路有一个暂态过程，会产生过电流、过电压，影响电容器及串联电 抗器的可靠运行；切除滤波支路时， 触头上恢复电压较高，有开关重燃的可能，多次重复击 穿时，电容器上产生很高的过电压，将致使设备损坏 5 。 2.2.3 晶闸管控制电抗器 (TCR) 两个反并联的晶闸管与一个电抗器相串联 , 其单相原理图如图 1 所示。 其三相多接成 三角形 , 这样的电路并入到电网中相当于交流调压器电路接电感性负载 , 此电路

16、的有效移 相范围为 90180 。当触发角 A = 90 时，晶闸管全导通，导通角 D= 180 ,此 时电抗器吸收的无功电流最大。根据触发角与补偿器等效导纳之间的关系式 :B L = B Lmax (D- sinD)? P 和 B Lmax = 1? X L 可知。 增大触发角即可增大补偿器的等效导纳 ,这样就 会减小补偿电流中的基波分量 ， 所以通过调整触发角的大小就可以改变补偿器所吸收的无 功分量 ， 达到调整无功功率的效果。 在工程实际中 ， 将降压变压器设计成具有很大漏抗的电抗变压器 ， 用可控硅控制电抗变 压器 ， 就不需要单独接入一个变压器 ， 也可以不装设断路器。 电抗变压器的

17、一次绕组直接与高 压线路连接 ， 二次绕组经过较小的电抗器与可控硅阀连接。如果在电抗变压器的第三绕组选 择适当的装置回路 ，例如加装滤波器 ，可以进一步降低无功补偿产生的谐波。 瑞郎鲍威利公司 已经制造出此种补偿器用于高压输电系统的无功补偿 6 。 2.2.4 晶闸管投切电容器 (TSC) 为了解决电容器组频繁投切的问题 ， TSC 装置应运而生。其单相原理图如图 2 所示。两 个反并联的晶闸管只是将电容器并入电网或从电网中断开 ， 串联的小电抗器用于抑制电容 器投入电网运行时可能产生的冲击电流。 TSC 用于三相电网中可以是三角形连接 , 也可以是 星形连接。 一般对称网络采用星形连接 ,

18、负荷不对称网络采用三角形连接。 不论是星 形还是三角形连接都采用电容器分组投切。 为了对无功电流能尽量做到无级调节 , 总是希望 电容器级数越多越好，但考虑到系统的复杂性及经济性 ，一般用 K - 1 个电容值为 Q 的电容 和电容值为 C/2 的电容组成 2K 级的电容组数 10 7 。 TSC 补偿器可以很好的补偿系统所需的无功功率 ， 如果级数分得足够细化 ， 基本上可 以实现无级调节。 瑞典某钢厂两台 100t 电弧炉 ， 装有 60M var 的 TSC 后， 有效的使 130kV 电网的电压保持在 115%的波动范围。运行实践证明此装置具有较快的反映速度 （约为 5 10m s）

19、， 体积小 ， 重量轻 ， 对三相不平衡负荷可以分相补偿 ， 操作过程不产生有害的过电 压、 过电流 ， 但 TSC 对于抑制冲击负荷引起的电压闪变 ， 单靠电容器投入电网的电容量的 变化进行调节是不够的,所以 TSC 装置一般与电感相并联,其典型设备是 TSC+ TCR 补偿器。 这种补偿器均采用三角形连接 ， 以电容器作分级粗调 ， 以电感作相控细调 ， 三次谐波不能 流入电网 , 同时又设有 5次谐波滤波器 , 大大减小了谐波 8 。 由于单独的 TCR 只能吸收无功功率，而不能发出无功功率，为了解决此问题，可以将并 联电容器与 TCR 配合使用构成无功补偿器。 根据投切电容器的元件不同

20、， 又可分为 TCR 与固定 电容器配合使用的静止无功补偿器 （TCR FC和 TCF 与断路器投切电容器配合使用的静止无 功补偿器（TCF MSC。这种具有 TC 團的补偿器反应速度快，灵活性大， 目前在输电系统和 工业企业中应用最为广泛。11 第三章Matlab/simulink 仿真及仿真波形分析 3.1仿真系统图 图 3.2 SVC 安装在输电线路末端 如仿真图所示连接各个模块，在故障模块参数设置时可以实现单相、两相、三相接地故障。 PSS 模块的两个开关实现 PSS 的投入与切除，当第一个开关打在 Generic 时，第二个开关打 在上面时，有一台 PSS 投入；当第一个开关打在 m

21、ulti-band 上，第二个开关打在上面时， 有两台 PSS投入，当第二个开关打在 NO PSS 时，没有 PSS 投入。SVC 模块在 bref 为 0 时 没有投入，在选择 Voltage regulation 时才能投入。为了避免在较长仿真时间内系统失稳后有 不必要的nl w r8 t 2 肌* PtTi 0 A- 图 3.20 有一 PSS 无 SVC 系统发生两相接地故障发电机端电压 图示发电机端电压，发电机 W1 端电压有明显振荡，发电机 W2 端电压微弱振荡，10s 都稳 定于 1pu. 图 3.21 有两 PSS 无 SVC 系统发生两相接地故障发电机端电压 图示端电压，发电

22、机 W1 端电压有明显振荡，发电机 W2微弱振荡，6s 稳定于 1pu.20 . I .-變 图 3.22 无 PSS 无 SVC 系统发生三相接地故障的转角差 图示转角差， 1.58s 转差角达到 1080 度结束仿真 图 3.23 有一 PSS 无 SVC 系统发生三相接地故障的转角差 图示转角差，1.61s 转差角达到 1080 度结束仿真 图 3.24 有两 PSS 无 SVC 系统发生三相接地故障的转角差 21 图示转角差， 1.7s转差角达到 1080 度结束仿真 22 图 3.25 无 PSS 无 SVC 系统发生三相接地故障发电机转速 图示转速，无 PSS,发电机 W1 转速振

23、荡增加，1.58s 结束时达 1.102pu,发电机 W2 转速减 至 0.98pu 图 3.26 有一 PSS 无 SVC 系统发生三相接地故障发电机转速 图示转速，一 PSS，发电机 W1 转速振荡增加，1.61s 结束时达 1.102pu,发电机 W2 转速减 至 0.98pu 图示转速， 两 PSS，发电机 W1 转速振荡增加，1.61s 结束时达 1.102pu,发电机 W2 转速减 至 0.98puH4 百亩何 图 3.27 有两 PSS 无 SVC 系统发生三相接地故障发电机转速 23 图 3.28 无 PSS 无 SVC 系统发生三相接地故障发电机端电压 图示端电压，无 PSS

24、,发电机 W1 端电压振荡最大值 1.56pu，发电机 W2 端电压振荡最大值 1.1pu, 1.58s 结束仿真 图 3.29 有一 PSS 无 SVC 系统发生三相接地故障发电机端电压 图示端电压，一 PSS，发电机 W1 端电压振荡最大值 1.62pu，发电机 W2 端电压振荡最大值 1.05pu, 1.6s 结束仿真 图 3.30 有两 PSS 无 SVC 系统发生三相接地故障发电机端电压 图示端电压，两 PSS，发电机 W1 端电压振荡最大值 1.68pu，发电机 W2 端电压振荡最大值 1.02pu, 1.7s 结束仿真 仿真分析： （1）分析图 3.3 至图 3.12，可知 PS

25、S 装置能够维持系统的稳定性，系统中安装台数越多, 系统在振荡后恢复稳定的时间也越短。24 (2) 对比分析图 3.3 至图 3.30 可知，当系统反生接地故障的相数越多，系统出现振荡也越 快，系统中发电机失步也越快。 (3) 通过对比分析图 3.28 至图 3.30 可知，对于非对称的三相接地故障引起的振荡， PSS 装 置是无法让系统重新稳定。 3.3 SVC对系统稳定性的影响 3.3.1 无 SVC 图 3.31 有两 PSS 无 SVC 系统发生单相接地故障 SVC 母线电压及无功 图示单相故障 SVC 母线电压，SVC 母线电压下降至 0.0775pu,故障切除后出现振荡，振荡 峰值

26、 1.06，无功为 0 图 3.32 有两 PSS 无 SVC 系统发生单相接地故障母线电压及线路输送功率 25 图示单相故障各母线电压， B1 母线电压下降至 0.6，B2 母线电压下降至 0.8，B3 母线电压 降至 0.98，输电线路功率故障时降至 600MW，振荡峰值 1100MW，3s 稳定于 960MW26 图 3.33 有两 PSS 无 SVC 系统发生两相接地故障 SVC 母线电压及无功 图示两相接地 SVC 母线电压，SVC 母线电压降至 0.6，振荡峰值 1.1 , 4s 稳定于 1,无功为 0 图 3.34 有两 PSS 无 SVC 系统发生两相接地故障母线电压及线路输送

27、功率 图示两相接地各母线电压， B1 母线电压下降至 0.2，B2母线电压下降至 0.6，B3 母线电压 降至 0.96，4s 后都稳定于 1 输电线路功率故障时降至 200MW，振荡峰值 1180MV，3s 稳定 于 960MW 图 3.35 有两 PSS 无 SVC 系统发生三相接地故障 SVC 母线电压及无功 27 图示三相接地 SVC 母线电压降至 0.52，振荡峰值 1.5，最小值 0.05，无功为 028 图 3.36 有两 PSS 无 SVC 系统发生三相接地故障母线电压及线路输送功率 图示三相接地各母线电压， B1 母线电压下降至 0，B2 母线电压下降至 0.54，B3 母线

28、电压降 至 0.94，故障切除后振荡，B1 有最大振荡峰值 1.7，B2 有最小振荡值 0，B3 有振荡较 B1、 B2 要小。输电线路功率故障时降至 OMW 振荡峰值 1600MW 振荡谷值-1400MV，1.7s 结束 3.3.2 有 SVC 图 3.37 有两 PSS 有 SVC 系统发生单相接地故障 SVC 母线电压及无功 图示单相接地 SVC 母线电压最小值 0.8，最大值 1.06，2s 稳定于 1,在 0.2s 最大吸收无功 -1.1 ，1s 释放 0.58 的无功，3.5s 稳定于 029 0 严挖谄田9 B 图 3.38 有两 PSS 有 SVC 系统发生单相接地故障母线电压

29、及线路输送功率 图示单相故障 B1 母线电压下降至 0.6，B2 母线电压下降至 0.8, B3 母线电压降至 0.98，输 电线路功率故障时降至 600MW 0.2s 达峰值 1400MW 后, 2.5s 稳定于 960MW 图 3.39 有两 PSS 有 SVC 系统发生两相接地故障 SVC 母线电压及无功 图示两相接地，SVC 母线电压降至 0.65，振荡峰值 1.05，4s 稳定于 1，0.2s 吸收无功-1， 1.25s 释放无功 1，4s 恢复于 0 图 3.40 有两 PSS 有 SVC 系统发生两相接地故障母线电压及线路输送功率 图示两相接地各母线电压， B1 母线电压下降至

30、0.2，B2 母线电压下降至 0.6， B3 母线电压 降至 0.96，4s 后都稳定于 1 输电线路功率故障时降至 200MW 振荡峰值 1200MW 3s 稳定 于 960MW 30 图 3.41 有两 PSS 有 SVC 系统发生三相接地故障 SVC 母线电压及无功 图示三相接地 SVC 母线电压降至 0.52，振荡谷值 0.8，峰值 1.08 , 5s 稳定于 1,故障开始， SVC 吸收无功至-1，0.9s 再次吸收无功至-1，0.9s 后开始释放无功至最大值 1.2，之后振荡 衰减至 0 图 3.42 有两 PSS 有 SVC 系统发生三相接地故障母线电压及线路输送功率 图示母线

31、B1 电压故障时降至 0,母线 B2 电压降至 0.56pu，母线 B3 电压降至 0.92pu,5s 稳 定于 1.输电线路故障时传输功率为 0，故障切除达到 1400MW 之后振荡衰减至 1200MW 最 小值 620MW 最终稳定于 960MW/ 仿真分析： (1) 通过图 3.31 与图3.42 对比分析有无 SVC 对系统稳定性的影响仿真， 可知 SVC对于系 统的对称三相接地故障引起的振荡有很好的稳定作用，能够限制母线、线路的过电压/ (2) SVC 通过自身的调节，实现吸收无功和释放无功，从而达到稳定系统的目的/31 3.4 SVC安装位置对系统稳定性的影响 图 3.43 SVC 安装在线路末端发生三相接地故障 SVC 母线电压及无功 图示 SVC 的母线电压在故障时降至 0.925pu,故障切除后恢复为 1pu,衰减至系统失稳后，振 荡增加，SVC 在故障发生后一直是吸收无功， 至失稳后才释放无功，最大的释放无功为 0.5pu. 图 3.44 SVC 安装在线路末端发生三相接地故障各母线电压及线路输送功率 图示母线 B1 故障时降至 0，母线 B2 降至 0.54，B3 电压降至 0.94, B2 有振荡出现最小值 0, B1 出现最大的振荡峰值 1.68,输电线路故障时的传输功率为